# Funciones de conversión para crudo
## Metro cubico a barril (_p = precio, _q = cantidad)
conversor_m3bbl_p <- function(x) {x / 6.2898}
conversor_m3bbl_q <- function(x) {x * 6.2898}
# Funciones de conversión para gas
## Pies cúbico a metro cúbico
## 1ft³= 0.02831685m³
conversor_ft3m3_p <- function(x) {x / 0.02831685}
conversor_ft3m3_q <- function(x) {x * 0.02831685}
## Pie cúbico a Millón de BTU
# 1 ft3 = 0.001028 MM BTU
conversor_ft3MMBTU_q <- function(x) {x * 0.001028}
conversor_ft3MMBTU_p <- function(x) {x / 0.001028}
## Millón de BTU a metro cúbico
## 1 MM Btu = 27,8 m3 de gas (IAPG) ó 28.32861 m3 (Canada Energy Regulator)
conversor_MMBTUm3gas_p <- function(x) {x / 28.32861}
## m3 a MMBTU de gas
# 1 m3 = 0.0353 MM BTU (Canada Energy Regulator)
# otra opción 1 m3 = 34.121 MM BTU (BP)
conversor_m3MMBTU_q <- function(x){x * 0.0353}
conversor_m3MMBTU_p <- function(x){x / 0.0353}
## m3 a MMBTU (Alternativa, revisar)
# conversor_m3MMBTU_q <- function(x){x * 1/27.8}
# conversor_m3MMBTU_p <- function(x){x / 1/27.8}
## Conversión a BEP desde distintas medidas
conversor_m3bep_q <- function(x) {x * 5883}
conversor_MMBTUbep_q <- function(x) {x * 0.17245496} # BP
conversor_MMBTUbep_p <- function(x) {x / 0.17245496}
conversor_bepMMBTU_p <- function(x) {x / 5.798615}
Fuentes:
poner en cuanto no coincide, cuanto esta por encima o por debajo, brecha, explicar en qué año se hace el empalme en los precios
La producción de petróleo crudo de largo plazo proviene del Anuario de Combustibles, de la cual contamos datos desde 1911 hasta 1992. Sus valores para el período 1980-1992 coinciden con los de EIA, por lo cual pueden usarse como fuentes alternativas. Asimismo, la evolución de SESCO es similar a la de EIA, salvo por pequeñas divergencias entre 2008 y 2013. La serie de Regalías presenta un nivel menor que las anteriores debido a las deducciones de producción que realizan las empresas para pagar un menor nivel de Regalías hacia las provincias donde realizan la producción. Por último, la serie del Ministerio de Economía coincide con Regalías en sus primeros años, luego presenta un nivel intermedio entre Regalías y SESCO y a partir de 2009 toma a SESCO como fuente. Salvo el Anuario de Combustibles, el resto de las series presentan datos hasta los últimos años. Por lo tanto, el criterio de selección para la serie de producción con la que se realizarán los cálculos es el siguiente:
Tabla 1. Producción de petróleo crudo en Argentina según distintas fuentes (barriles)
Al igual que en la producción de petróleo crudo, la serie de largo plazo de producción de gas proviene del Anuario de Combustibles, de la cual contamos datos desde 1913 hasta 1992. A diferencia del crudo, sus valores para el período 1980-1992 no coinciden con los de EIA, pero está última sí coincide con los de Regalías entre 1999 y 2015. En cambio, la serie de SESCO, tiende a continuar la evolución de EIA y Regalías, pero con el nivel del Anuario de Combustibles, por lo que ambos pares de series pueden empalmar coherentemente según su nivel. Nuevamente, los valores de la base de Regalías son menores debido a las deducciones de producción para tributar menos regalías. La serie del Ministerio de Economía toma los valores de SESCO.Por lo tanto, el criterio de selección para la serie de producción de gas para los cálculos es el siguiente:
Registered S3 method overwritten by 'GGally':
method from
+.gg ggplot2
Tabla 2. Producción de gas natural en Argentina según distintas fuentes (MMBTU)
Joining, by = c("anio", "unidad")
Fuentes:
ver de donde sacan el TCC cambiar precio del 92 por mecon estimado y valores restantes por estimado de idee
Tabla 3. Precio del mercado interno del petróleo crudo en Argentina según distintas fuentes (barriles)
Tabla 4. Precio del mercado interno del gas natural en Argentina según distintas fuentes (barriles)
Precios de exportación desde Argentina, benchmarks y Precios del mercado de EEUU (solo gas, internos y de expo/impo)
Falta construir una paridad de expo/impo con el flete
buscamos un precio
cuanto es una cantidad de btu de gas al precio de referencia (ej bolivia) y cuanto es si convierto esos btu a barriles y los valorizo con el precio del barril? cuanto queda la unidad en btu si tomo el precio de petroleo y lo covierto a btu. es decir, cuanto es el valor si la valorizo en precio del petroleo
¿cuantos usd es un btu de petroleo? si tomo un barril de petroleo y lo convierto a btu ( me va a dar cuantos usd es un btu) luego comparo los usd/btu y lo comparo con el gas de bolivia
grinber: convierte todo el gas en petroleo y le pone el precio de petroeloe. subestima los precios del gas?
REVISAR EL CALCULO DE BETANIA cuanto ganarian las provincias si el precio del mercado interno se acomoda al internacional?
Joining, by = "anio"
NAs introducidos por coerci昼㸳n
Fuentes:
ver relaciones * PBI hidrocarburos / PBI total (ver cual elegir) * corregir nuestro VBP depurando servicios * MIP’s coef tecnico (para ver CI en el sector petrolero y peso del sector petrolero en PBI)
grinberg convertir lo nuestro a costos. agarrar nuestros valor y dividirlo por barriles (sumando gas en BOE) * costos por bbl, precio el barril y precio de produccion (sumo la gcia normal al costo1)
Pasar datos de bs de uso en yacimientos para armar relación activo yacimeinto/total
Fuentes:
Balances de Bolsar (unicamente empresas que cotizan en la bolsa de valores argentina). Revisar el stock del sector distribución porque se presenta demasiado grande con respecto al de los demás. Falta pasar los datos del activo de casi todas las empresas
AFIP. Con esta fuente no tenemos calculo de renta, sino que solo usamos la TG como parámetro. Nota: "_c" significa casos presentados de la variable correspondiente
Memorias de YPF. La década de los 80 presenta picos que hay que revisar
Calculo del Capital Total Adelantado (KTA)
Comparación entre la Memoria YPF (recopilado por BFR) y los balances extríados de Bolsar
El ejercicio consiste en verificar si los pozos terminados sirven como indicador de la inversión y, por lo tanto, de aproximador al stock de capital adelantado. Para ello se parte de un año base de la serie de Propiedad, Planta y Equipo del sector extracción de Bolsar y AFIP, para luego indexar las variables por la evolución de los pozos. Los balances de Bolsar que corresponden únicamente a extracción son dos: PAE y Tecpetrol, por lo que el valor obtenido puede estar subrepresentado para dar cuenta del total de la rama. Con respecto al índice de pozos, se tomaron dos series alternativas: una construída a partir del stock de pozos en extracción efectiva (fuente: IAPG) y otra elaborada con los pozos terminados anuales cargados por empresa operadora (fuente: Secretaría de Energía).
El año base elegido es 2006, dado que es el último dato que poseemos del stock de pozos totales en actividad de IAPG.
Se realizó la misma estimación para YPF, filtrando las variables de Propiedad, Planta y Equipo (para el total de la empresa, por lo que incluye no sólo extracción sino refinación y otros rubros) y activo total del upstream. Se utilizó únicamente el indice de pozos terminados anuales de YPF para estimar la PPyE y el activo, dado que no se posee valores del stock de pozos en perforación para los años en donde existen valores contables que sirvan de año base. Luego, se estimó un stock de capital total de rama a partir de ponderar el stock de YPF por la relación entre los pozos de YPF y los pozos totales de la rama.
En síntesis, el listado de variables estimadas- a partir de las dos series de pozos (stock y flujo),salvo para la estimación de YPF que solo se pudo hacer con flujo de pozos por ausencia de información- es las siguientes:
\(ppye\_estimado\_bolsar\) = \(PPyE\ año\ base\ de\ Bolsar\) * \(indice\ de\ pozos\)
\(ppye\_estimado\_afip\) = \(PPyE\ año\ base\ de\ AFIP\) * \(indice\ de\ pozos\)
\(ppye\_estimado\_ypf\) = \(PPyE\ año\ base\ de\ YPF\) * \(indice\ de\ pozos\ YPF\)
\(activo\_estimado\_upstream\_ypf\) = \(Activo\ año\ base\ de\ YPF\) * \(indice\ de\ pozos\ YPF\)
\(ppye\_estimado\_total\) = \(ppye\_estimado\_ypf\) * \[\frac{pozos\ totales}{pozos\ de\ YPF}\]
\(activo\_estimado\_upstream\) = \(activo\_estimado\_upstream\_ypf\) * \[\frac{pozos\ totales}{pozos\ de\ YPF}\]
Para poder seleccionar la estimación más adecuada, se realizó un análisis de correlación entre todas las series estimadas y los valores contables que se poseen de PPyE de AFIP, Bolsar e YPF. Se presentan distintos cuadros de correlaciones, con sus nivles de significancia, diagramas de dispersión entre variables y su distribución. Las series construídas que poseen mejor correlación son la Propiedad, Planta y Equipo a partir de Bolsar estimadas con índice de stock de pozos (correlación fuerte de 0.89 y significativa al 0.001) y flujo de pozos (correlación moderada de 0.54 y significativa al 0.05) y luego el activo del upstream total de la rama a partir de YPF (correlación moderada de 0.42 y significativa al 0.1 con los valores contables de YPF y correlación fuerte de 0.88 y significativa al 0.001 con las estimaciones de PPyE de AFIP y Bolsar a partir de flujo de pozos).
la estimación tiene que realizarse con PPyE porque hay que excluir salarios e inventarios (que están en KTA)
reemplazar ipc por un ibif o indice especifico
ppye_afip ppye_bolsar pozos_iapg pozos_terminados pozos_cargados
ppye_afip 1.0000000 0.1743854 -0.2930975 -0.6054224 -0.3793896
ppye_bolsar 0.1743854 1.0000000 -0.4269400 -0.5803358 -0.3213849
pozos_iapg -0.2930975 -0.4269400 1.0000000 0.8924037 0.9611781
pozos_terminados -0.6054224 -0.5803358 0.8924037 1.0000000 0.8696256
pozos_cargados -0.3793896 -0.3213849 0.9611781 0.8696256 1.0000000
ppye_afip ppye_bolsar pozos_iapg
ppye_afip 1.0000000 0.8382675 -0.9152596
ppye_bolsar 0.8382675 1.0000000 -0.9096424
pozos_iapg -0.9152596 -0.9096424 1.0000000
activo_upstream ppye_integrada pozos
activo_upstream 1.0000000 0.22492855 0.51192183
ppye_integrada 0.2249285 1.00000000 0.06456351
pozos 0.5119218 0.06456351 1.00000000
`summarise()` has grouped output by 'anio'. You can override using the `.groups` argument.
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Fuentes:
Reconstruccion de serie de inversion por empresa ver un flujo de pozos y un flujo de inversion y luego ver si lo que mueve la inversion son los pozos (que su evolucion sea similar).
inversion por empresa (balance: variacion del activo + consumo de K fijo)
inversion por empresa (secretaria de energia)
inversion agregada (tipo de inversion) (cuentas nacionales?)
pozos nuevos por empresa por año
pozos nuevos totales
aplicar MIP para YPF
Inversión a partir de Balances
Inversión a partir de Secretaria de Energía
Con pozos de IAPG
Con pozos Cap IV
Se presentan a continuación distintas estimaciones del Valor Bruto y Agregado de Producción (VBP y VA), Consumo Interemedio (CI) y Excedente Bruto de Explotación (EBE). Esta última partida constituye la plusvalía (PV) total de la rama, es decir, la suma de la renta de la tierra (RT) más la ganancia normal (Gnorm), y se obtiene luego de descontar del VA sus respectivos CI, MS, impuestos específicos (Imp) y depreciación de capital o consumo de capital fijo (ConsKfijo). Las distintas series presentadas se construyeron siguiendo los siguientes criterios que luego se observarán en la formulación matemática:
CCNN reestimado (vbp_ccnn) + Estimacion que toma los valores oficiales de las cuentas nacionales para el período que hay valores (2004 -2012), e imputa los valores faltantes por medio de la evolución de un índice del VBP propio con criterio CCNN. Cabe subrayar que el valor base del VBP tiene descontado los servicios de apoyo a la extracción, pero no así el VBP utilizado en el índice. El CI se estimó a partir de aplicar el coeficiente técnico sobre esta estimación del VBP, por lo qeu sería un CI sólo de extracción. Se utilizaron los valores oficiales de la MS cuando se encontraba disponible el dato, mientras que se procedió a imputar los faltantes por medio del coeficiente sobre el VBP. Como en todos los casos, el VA y EBE surgen como diferencia de las partidas anteriores.
Criterio Propio (pv_hidrocarburos_propia) + Estimación propia que refleja con mayor precisión el valor de la riqueza presente en el sector. El VBP se obtiene a paritr de valuar la totalidad de la producción a los precios externos o de referencia internacional y con el tipo de cambio de paridad (TCP), que mide la capacidad real de compra de la moneda nacional. Sin embargo, como el CI constituyen intercambios de mercancías realizadas en el ámbito nacional, dicha partida se obtiene a partir de los valores obtenidos en los cálculos de criterio CCNN. Es decir, el CI es calculado con el coeficiente técnico sobre el VBP con produccion local valuada a precios internos y exporaciones a precios externos con TCC. Asimismo, de igual manera que en Criterio CCNN, la MS se estimó a partir del coeficiente promedio (obtenido sobre los valores oficiales de CCNN) sobre el VBP estimado con criterio propio, y el VA y el EBE a partir de las diferencias entre las partidas anteriores. Es importante subrayar que este cálculo de VBP no tiene descontado los servicios de apoyo a la extracción.
Criterio Propio con VBP de CCNN (pv_hidrocarburos) + Toma el VBP de criterio propio y para obtener el VA, se le descuenta el CI de extracción de CCNN restimado (sin embargo, como se dijo, el VBP no tiene descontado los servicios). Se utilizó tambien la MS estimada en CCNN restimado. El EBE surge como diferencia de las partidas.
\[VBP_{propia} = (Pext_{petróleo} * Q_{petróleo} + Pext_{gas} * Q_{gas}) * TCP\]
\[VBP_{CCNN} = (Pint_{petróleo} * QMInt_{petróleo} + Pext_{petróleo} * Expo_{petróleo} + Pint_{gas} * QMInt_{gas} + Pext_{gas} * Expo_{gas})* TCC\]
Donde:
\[ CI_{propia} = VBP_{CCNN} * Coef\_tec \]
\[VA_{propia} = VBP_{propia} – CI_{propia} \]
Donde:
\[MS_{propia} = W * Emp * 13\]
Donde:
\[ConKfijo = PPyE * prom(\frac{Dep}{PPyE}) \]
Donde:
\[PV_{propia} = VA_{propia} – MS_{propia} – ConKfijo - IMP \]
Donde:
En los casos en los que se presenta dato de consumo intermedio y masa salarial de las CCNN, se realizó el reemplazo de los datos estimados por los registrados en CCNN.
Con respecto a la estimación propia, el consumo intermedio se estimó a partir de multiplicar el Valor Bruto de Producción por el coeficiente técnico resultante del Cuadro de Utilizacion de INDEC año 2004 (obtenido a partir del ratio CI/VBP). Su valor es igual 0.369, lo cual no está alejado del coeficiente promedio resultante de la serie de Valor de la Producción en base a cuentas nacionales (0.412). Sí se encuentra más alejado del coeficiente de la MIP base 1997 (0.272).
Por su parte, la masa salarial se calculó como la multiplicación entre la remuneración promedio de la rama por el empleo registrado por los 12 meses del año más el aguinaldo. Los años faltantes se completaron por medio de multiplicar el VBP por el peso promedio de la masa salarial para los años con datos. Un método similar aplica Dachevsky: resulta de multiplicar el VBP por la proporción entre la remuneración a los asalariados sobre el valor total de producción de YPF para el año 1973/1963.
El consumo de capital fijo surge de aplicar la tasa de depreciación promedio resultante de los balances de YPF (1998 - 2018) al stock de capital adelantado estimado (ver apartado Estimación de stock de capital a partir de la evolución de pozos perforados). Dicho promedio resulta en torno al 12% del stock de capital
Corrección VPB
Cuadro utilizacion de oferta peso de los servicios = Servicios petroleo/extraccion = 10,7% (2)
años 2004-2011 aplicamos coef a base mineria/hidrocarburos CCNN VBP extraccion( CCNN) = VBP extraccion y servicios (CCNN) * 0,893 (1)
1910 - 2018 armar indice VBP criterio CCNN para mover (1) los años que nos faltan (1910 - 2004 y 2012 -2018) deberia ser = que aplicar coef (2) a VBP
[1] 0.0005121029
Joining, by = "anio"
\[TG_{hidrocarburos} = \frac{PV_{hidrocarburífera}}{KTA_{hidrocarburífero}}\]
La renta apropiada por las empresas de la rama se calcula por medio del diferencial de tasas de ganancia entre el sector hidrocarburífero que surge a partir de los balances y la rentabilidad normal de la economía.
\[Renta\_empresas = KTA_{hidrocarburífero} * (TG_{hidrocarburífera} - TG_{referencia})\] \[TG_{hidrocarburífera} = \frac{Gcia_{hidrocarburos}}{KTA_{hidrocarburífero}}\] Por lo cual, la renta apropiada por las empresas de la rama sería equivalente a:
\[Renta\_empresas = Gcia_{hidrocarburos} - KTA_{hidrocarburífero} * TG_{referencia}\]
Donde:
Renta apropiada mediante el abaratamiento en el consumo interno por efecto del diferencial de precios interno/externo, sobrevaluación de la moneda y retenciones a la exportación
\[RDP= ProdInt * Pext * TCP - ProdInt * PMI * TCC\]
Donde:
\[RDP = MdoInt * PMI * (\frac{TCP}{TCC} - 1)\]
\[Rsobrevaluacion = Expo * Pext * (TCP - TCC)\]
Donde: * \(Rsobrevaluacion\) = Renta apropiada por exportaciones con tipo de cambio sobrevaluado * \(Expo\) = Exportaciones (barriles de petróleo ó MMBTU) * \(Pext\) = Precio de referencia del mercado externo (USD) * \(TCP\) = Tipo de Cambio de Paridad * \(TCC\) = Tipo de Cambio Comercial
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = c("anio", "unidad")
`summarise()` has grouped output by 'anio'. You can override using the `.groups` argument.
Joining, by = c("anio", "unidad")
\[Rimp = RE + Reg\]
Donde:
\[RR = (PI - PRMi) * CrudoP\]
\[RC = (PI - PRMi - MR) * CrudoP \]
Esto resulta equivalente a plantear:
\[RC = PCMi * CrudoP\]
Existen dos caminos para llegar al monto total de renta de la tierra hidrocarburífera: uno es descontando la ganancia normal de las empresas a la plusvalía total del sector y el otro es por medio de la suma de mecanismos de apropiación.
\[Renta\_hidrocarburífera = PV_{hidrocarburífera} - Gcia\_Normal_{hidrocarburífera}\] Donde:
\[Gcia\_Normal_{hidrocarburífera} = KTA_{hidrocarburífero} * TG_{referencia}\]
Donde:
En este caso, seleccionamos la tasa de ganancia del sector industrial como parámetro para diferenciar la renta de la ganancia. A su vez, para el capital total adelantado de las empresas hidrocarburíferas, seleccionamos unicamente el valor resultante de la estimación de la PPyE de Bolsar a partir del indice de flujo de pozos (variable “ppye_bolsar_flujo”), por lo que le faltan los inventarios y salarios adelantados.
El cálculo de renta total hidrocarburífera que se obtiene por medio de descontar la ganancia normal a la plusvalía total del sector, debe ser igual a la renta obtenida por medio de la agregación de los distintos mecanismos de apropiación. Es decir:
\[Renta\_hidrocarburífera = Renta\_diferencial\_precios + Renta\_sobrevaluación + Renta\_empresas + Impuestos\_netos\_específicos \] \[Impuestos\_netos\_específicos = Retenciones + Regalías - Subsidios\]
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
`mutate_all()` ignored the following grouping variables:
Column `anio`
Use `mutate_at(df, vars(-group_cols()), myoperation)` to silence the message.
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Column `anio`
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Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
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'big.mark' and 'decimal.mark' are both '.', which could be confusing
\[Q\_total = Q_{petróleo} + Q_{gas} \] Donde:
\[ Costos\_totales = CI + MS + ConKfijo\]
Donde:
\[Costos\_totales\_con\_Gcia = Costos\_totales + Gcia\_Normal_{hidrocarburífera} \] Donde:
\[ Precio\_costo = \frac{Costos\_totales}{Q\_total} \] Donde: * \(Precio\_costo\) = Precio de costo en BOE
A partir de esto se puede calcular un costo recuperable del petróleo y del gas
\[Costo\_crudo = Q_{petróleo} * Precio\_costo\] \[Costo\_gas = Q_{gas} * Precio\_costo\]
\[Precio\_produccion = \frac{Costos\_totales\_con\_Gcia}{Q\_total}\]
\[Precio\_vta\_potencial = \frac{Q\_total*Pext_{petróleo} - Costos\_totales}{Q\_total} \]
Donde: * \(Precio\_produccion\)= Precio de produccion * \(Precio_vta_potencial\) = Precio de venta potencial * \(Pext_{petróleo}\) = Precio de exportación/referencia internacional del petróleo crudo
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = "anio"
Joining, by = c("anio", "unidad")
'big.mark' and 'decimal.mark' are both '.', which could be confusing